非传统油气资源开发正步入快速发展轨道，正在迅速重塑我们所知的技术，持续提升产业业绩，鼓励竞争与创新。但在一项新技术可能成为行业标准之前，必须克服其过程中的成长或学习曲线。了解可溶解压裂塞可能不溶解的原因有助于供应商应对作业挑战，为运营商或石油公司提供更好的经验。本文向大家介绍一项可溶解的井下技术，特别是2016年初在将其引入中国市场时遭遇的挑战与失败。
 
三年前，中国扩大了页岩气开发的规模，为了使产量最大化，水平段钻的比以前更长。不过，这带来了一些问题，例如：井眼不稳定、套管损坏／变形、有限的连续油管碾磨超出了安全操作范围、以及使用传统的复合压裂塞的高研磨成本等。Vertechs石油天然气技术有限公司看到了这一机会，推出了专用于完井的可溶解技术。图1，当压裂塞泵入井眼时，井下温度明显降低。之后，当压裂塞就位或设定好时，温度开始恢复。如果裂缝延迟开裂，最好向井下泵入附加的表面温度液进行冷却，以降低压裂塞的溶解速度。
 
图1
 
传统的复合压裂塞是可靠的，但在油气开采之前将其碾出可能非常昂贵。水平段钻进长度的延长也限制了连续油管的安全操作范围。设计可溶解的压裂塞是为了在压裂作业后使其能溶解在井筒流体中，从而消除铣削或研磨的需要。让我们来假设一下送至运营商的可溶解压裂塞的情形。在泵入、就位和压裂过程中一切都进行的很顺利，但在一天的结束时，压裂塞没有溶解，这对供应商来说是个噩梦。
 
首先，让我们看看是什么使可溶解压裂塞溶解的，这些压裂塞一般是由可溶解材料（可溶解金属或聚乙醇酸，主要是铝-镁基材料）以及可溶解的弹性体组成。在井筒流体存有电解溶液的情况下，可溶解金属通过一种被称为电偶反应的电化学反应使其腐蚀，反应速度受氯化物浓度、温度、与流体接触的表面积、以及可溶解金属的阴极浓度等因素影响。图2，支撑剂／沙子对可溶解压裂赛的溶解速度有很大影响，例如，下部地层中的支撑剂可以从裂缝迁移至井筒中，在压裂塞处形成一种沙包。
 
 
图2
 
考虑到这些情况，上述任何一种因素都可能会被用来控制静态条件下压裂塞的溶解速度。从运营商那儿收集关键信息，模拟井下环境，确保在完成压裂前保持压裂塞最小的溶解。然后，随着井下温度的恢复而开始溶解。不过，井下环境和现场作业状况是动态的。
 
在泵入压裂塞撑开裂缝时，大量的拥有表面温度的流体被注入井筒，图1显示当压裂塞进入井眼时，井下温度会显著降低，一旦压裂塞到达预定位置，射孔枪射孔，之后被起出井眼，然后，接好设备准备压裂。在这期间，井下温度开始恢复。如果压裂延迟，最好向井下泵入附加的表面温度液冷却井筒，以降低压裂塞的溶解速度。当压裂开始时，井下温度会再次降低，一旦完成压裂，井下温度会慢慢恢复。
 
由于所设计的可溶解压裂塞是在再加热阶段溶解的，而压裂塞完全溶解所需的时间取决于塞的温度，因此，必须认识到，井下温度将恢复到一个温度点，这个温度点会加速压裂塞的溶解速度。然而，地层温度的恢复速度受泵排量、注入裂缝的流体总量和裂缝的大小等因素影响。
 
对于每一个要处理的地层，这些变量可能是不同的，可能会导致温度恢复的变化，换句话说，何时井下温度会恢复到使压裂塞溶解所需的温度，没办法100%确定其准确性。反排井筒流体的氯离子浓度也是如此。由于上述的动态变化，井筒流体的氯离子浓度远低于预期值，因此，减缓了压裂塞的溶解速度。
 
除了温度和氯化物浓度外，还有其他一些影响因素，想象一下，假如压裂塞在其位置处是牢固的，被井筒流体覆盖（与套管接触的井壁部分除外），压裂塞的成分应根据这口井的温度和氯化物的浓度精心选择，该井处理完后，其温度正在从压裂期间的冷却效果中恢复，那压裂塞为什么未溶解呢？井筒中还有什么会干扰溶解过程呢？答案很可能是支撑剂／沙子。
 
完井处理后，井被关闭。当裂缝闭合时，闭合应力会导致支撑剂向井筒方向移动或外溢，更不用说压裂期间出现筛分时的情景了，中国施工人员通常会让井反排，试图重新建立良好的泵速。反排期间，较低层位中的支撑剂很可能会从裂缝中逃离，迁移至井筒中。在压裂塞处形成沙包，将其与井筒流体隔离开。
 
可能有人认为支撑剂是可渗透的，就像沙滩上的沙子。如果把手伸进沙子中把沙子挖出来，沙子是湿的。即使压裂塞被支撑剂完全覆盖，它仍与井筒流体有接触，对于压裂塞而言，这是一个不利条件，因为压裂塞可能未与井筒流体完全隔离，但压裂塞的溶解速度会受到影响。
 
Vertechs石油天然气技术公司测试了这一理论，将一大块可溶解的金属放入一个短节中，将其充满沙子并反排流体，然后将其加热和加压，以模拟井下环境。虽然在实际的井中数字会有所不同，但结果与预期的相同。在这种情况下，在与另一个未用沙子覆盖的金属样品相比较时，溶解速度下降了57%。
 
在其它现场应用中，也已证明了这些压裂塞未完全溶解的情形是由压裂塞处的沙包引起的，沙包影响了溶解过程。在井反排20天后，该公司从打捞器中收集到了几大块可溶解的金属，利用这些碎片，在同一口井60%的井下温度下，利用反排流体进行了溶解测试，所有碎片在不到20小时内完全溶解了。这些测试结果与先前的假设和测试结果相吻合。
 
攻克疑点
 
过去三年以来，学习一直在继续。通过加深对作业需求的理解，已取得了显著改进。涂层技术已用于可溶解的压裂塞，以防在泵抽反排时压裂塞过早溶解。针对套管识别限制的挑战已提供了解决方案，与运营商进行了密切合作，以规划反排方案，使油井更快投入生产。
 
为了掌握学习曲线，优化可溶解压裂塞的力学平衡和化学平衡是非常必要的。然而，一些运营商仍对可溶解技术持怀疑态度，很可能他们在试运用中效果很差，或者他们的供应商没有就可溶解技术的性能与他们进行过彻底的沟通。可溶解压裂塞是一个高度可定制的产品，不过，简单地照搬传统复合压裂塞的设计，用可溶解材料取代其成分，这在业界仍是相当普遍的做法，希望获得最好的效果。
 
对于提供可溶解压裂塞的供应商来说，为了掌握学习曲线，必须优化产品的力学与化学平衡。2018年，在经历了多伦挫折和挑战之后，超过3000套向导型可溶解压裂塞在中国的页岩井中成功投入使用。运营商在整个水平段运用的这些压裂塞（每口井20-35个阶段），没有出现任何问题。在其作业中替换了复合压裂塞，大大降低了成本和作业时间。